迎峰度夏期间电力供需再现紧平衡，最高用电负荷或比去年增加1亿千瓦

21世纪经济报道记者 缴翼飞 实习生 岳上媛 北京报道

能源电力安全保供是经济社会稳定运行的基础保障。入夏以来，全国多地迎来高温天气，部分地区打破历史同期高温极值纪录，用电负荷持续走高。今年迎峰度夏期间乃至全年电力的供需形势都备受关注。

中国电力企业联合会预计，2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%-7%。由于国民经济恢复向好叠加今年夏季全国大部地区气温接近常年到偏高，预计夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦，迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡。

对此，受访专家建议，接下来应当精细做好电力供需动态监测和分析预警，做好重点区域重点时段电煤保供，加大对煤电企业纾困的政策支持力度，充分发挥煤电的兜底保供作用。

预计全年发电量增长6%左右

7月25日，中电联召开“2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告会”。中电联数据显示，上半年，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%增速比上年同期提高2.1个百分点，上半年国民经济恢复向好，拉动电力消费增速同比提高。分季度看，一、二季度全社会用电量同比分别增长3.6%和6.4%;一、二季度两年平均增速分别为5.0%和4.3%。其中，第二产业用电量2.87万亿千瓦时，同比增长4.4%，保持中速增长。一、二季度同比分别增长4.2%和4.7%。

中电联统计与数据中心主任王益烜预测，下半年高技术及装备制造业用电量增速继续领先，消费品制造业增速进一步回升向好，四大高载能行业走势很大程度上取决于房地产走势，预计仍然维持中低速增长。总体判断，预计下半年第二产业用电量同比增长5%左右。

此外，从地方情况看，全国共有29个省份用电量正增长，东部和西部地区用电量增速相对领先。上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.7%、2.3%、5.7%和4.8%。上半年全国共有29个省份全社会用电量为正增长，其中，海南、内蒙古、青海、广西、西藏5个省份同比增速超过10%。

中电联秘书长郝英杰分析，综合考虑宏观经济、夏季气温、上年基数等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，并结合电力供需形势分析预测专家的预判，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%-7%。

值得注意的是，上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦，同比多投产7186万千瓦。其中，新增并网太阳能发电装机容量7842万千瓦，同比多投产4754万千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到55.6%

中电联统计与数据中心副主任蒋德斌预测，2023年底全国发电装机容量预计将达到28.6亿千瓦，同比增长11.5%左右。在新能源发电快速发展带动下，预计2023年全年全国新增发电装机规模将有望历史上首次突破3.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机规模超过2.3亿千瓦。

夏季电力供需总体紧平衡

去年夏季，受持续高温及干旱少雨影响，水电大省四川历史上首次出现丰水期电力、电量“双缺”，四川省内大量工业企业停产或限产，居民用电亦受影响。

随着近期全国多地气温突破40℃，世界气象组织宣布厄尔尼诺条件形成，今年将成有史以来最热夏天的概率不断提升。今年上半年水电发电量依然出现同比下降的情况。“局地供电紧张是否会再现”的问题备受关注。

中电联数据显示，上半年，全国规模以上电厂发电量4.17万亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%，主要水库蓄水不足以及今年以来降水持续偏少，叠加上年同期高基数等因素，导致今年以来水电发电量同比持续下降，且降幅扩大，5、6月水电发电量同比分别下降32.9%和33.9%。

“根据气象部门的预测，今年盛夏期间全国水电生产总体形势大概率好于2022年同期，但自2022年下半年以来，我国主要流域降水持续偏枯，当前部分大中型水电站蓄能值仍处于较低水平，导致水电机组顶峰能力受限。不过，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成，充分发挥兜底保供作用。”蒋德斌告诉21世纪经济报道，目前煤电发电量占全口径总发电量比重为58.5%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，有效弥补了水电出力的大幅下降，充分发挥了兜底保供作用。

水电出力下降也体现在区域外送电量上，上半年全国完成跨区输送电量3654亿千瓦时，同比增长11.7%，但西南外送电量同比减少10.3%。具体省份中，四川、云南外送电量同比分别减少12.9%和23.2%，主要原因均涉及水电出力下降较多导致外送电量减少。

郝英杰表示，宏观经济形势以及气温等均是影响电力消费需求的重要方面。国民经济恢复向好叠加今年夏季全国大部地区气温接近常年到偏高，预计夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦。

蒋德斌指出，近年来我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显。全国有10余个省级电网夏季降温负荷占最高用电负荷比重超过40%，少数省份降温负荷比重超过50%，气温对用电的影响越来越突出。但实际增加的稳定有效供应能力低于用电负荷增加量，此外降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。

根据中电联预测，在来水、燃料供应和机组运行总体正常情况下，预计2023年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡。其中，华东、华中、南方区域高峰时段电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。

蒋德斌介绍，目前发电集团千方百计抓资源保供应，年度长协合同签订实现全覆盖，狠抓长协履约兑现，履约率不足部分采购市场现货补充，同时加大进口煤采购。而且今年入夏以来，多项度夏保供电源电网工程按时投产，跨区跨省送电能力同比大幅提升，充分发挥了大电网“中长期为基础、现货余缺互济”的优化资源配置能力，实现了电力平稳运行。

“当前，我国电力系统仍存在调节能力不足、保供压力大等突出问题。”中电联规划部副主任张晶杰表示，在供应侧，要适当发展煤电项目，保障电力安全供应；在电网侧，要加强网架建设，提升资源大范围优化配置能力；在需求侧，应多方面挖掘需求侧响应潜力，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变。

多家煤电企业盈利转好

受燃煤价格下降、火电发电量增长较多，以及全国水电发电量降幅较大等因素影响，国家统计局数据显示，今年前5个月，电力、热力生产和供应业利润同比增长45.9%。

目前，多家电力企业公布了业绩半年报，整体呈现水电、火电两极分化的现象。其中，华能国际、中国电力等企业实现扭亏为盈，同比利润增幅达到两位数甚至三位数，而黔源电力、三峡水利电力等以水电为主的企业净利润则大幅减少。

据中国电力发布的半年报披露，其业绩增长的主要原因是公司通过自主开发和收购优质清洁能源资产，加快清洁能源转型的步伐，叠加风电及光伏发电产能、产量及收入的协同增长，回顾期内利润大幅上升，很大程度上抵消了上半年降雨量不足导致水电板块利润下降的影响。同时，受惠于煤电联营战略合作的优势和煤炭价格的下降，集团煤电板块业绩由亏转盈。

价政策持续发力，煤电价格全部由市场形成，2023年度中长期合同普遍较当地燃煤基准价上浮20%，而电力中长期合同占交易电量的90%以上，发挥了市场在保供稳价方面的作用。

不过，韩放提醒，煤电企业经营情况尚未实现“扭亏为盈”，大型发电集团煤电亏损面达到50%左右，部分大型发电集团仍整体亏损，煤电企业经营形势仍需高度关注。当前电厂燃料供应主要以长协煤为主，而长协煤的定价机制决定了长协价格受市场价格影响的关联程度不高。本轮市场价格回调对火电企业经营情况的改善程度，远低于北方港口市场的价格波动幅度。

以北方港下水煤为例，6月份全国下水煤长协平仓价为709元/吨，仅环比5月份减少10元/吨。而对应的现货市场价格，5月31日比4月30日下降了179元/吨。另据中电联调研，还有一些陆路运输的长协煤定价为政府确定的合理区间上限，并未随现货价格浮动。

价市场化改革政策执行落实还有空间，尤其在‘高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制’的落实上，各地执行不到位的情况较普遍。”韩放表示，当前，电力企业存煤整体充足，对迎峰度夏电力供应形成较强的支撑和保障。电力行业燃料统计口径电厂日均入厂煤量同比增长12.2%，煤炭库存基本处于近年高位。

截至7月20日，中电联燃料统计口径内燃煤电厂煤炭库存1.1亿吨，同比增长2241万吨，为近4年以来最高，平均可用天数21.0天，为迎峰度夏电力保供打下了坚实基础。

“但近几年电煤供应质量持续下降，电厂耗煤量增速持续高于发电量增速，电厂存煤热值低、结构差的问题普遍存在，可能一定程度上影响火电机组出力，值得我们关注。”韩放说。

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